计及LVRT控制的直驱风电机组三相短路故障特性研究

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(国网新疆电力有限公司经济技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830000)

0 引 言

随着能源与环境问题的日益加剧，在国家政策大力支持风电发展的背景下，风电发展迅猛，风电容量的不断增长给系统的安全稳定运行、风电保护配置带来巨大挑战。近年来中国甘肃、新疆等风电基地发生多次脱网事故，印证了风电对电网的不利影响[1-4]。为此要求风电并网需具备低电压穿越(low-voltage ride-throgh,LVRT)能力。直驱风力发电机由于其优越性成为了主流机型并广泛应用于风电场，而其具备LVRT能力后其故障特征将发生很大变化，对此尚无系统的分析研究，这将对保护配置和整定影响较大。

目前故障特征研究关注点主要集中在不具备LVRT的风电机组，但是对具有LVRT能力的风电机组的故障特征缺乏研究，特别是关于直驱风电机组的故障特征仍然没有得到深入充分的研究。

下面研究分析了直驱风电机组的数学模型和控制策略[5-7]，并基于直驱风电机组常采用的LVRT策略在PSCAD仿真软件中建模，仿真验证机组低电压穿越能力。在此基础上仿真对比分析了直驱风电机组三相短路故障特性，并仿真分析了影响其三相短路故障特性的相关因素，这对风电场以电流大小为动作判据的保护配置及整定值修改提供了一定依据。

1 直驱风电机组建模

1.1 直驱风电机组数学模型

直驱永磁同步风电机组主要由风力机、永磁同步发电机、全功率变流器(机侧PWM变流器和网侧PWM变流器)及控制系统4部分组成，其拓扑结构如图1所示。

图 1 直驱风力发电机系统结构

永磁同步发电机在d、q坐标轴下的模型为

(1)

在d、q坐标系下定子磁场的磁链方程为

(2)

联立以上两式得

(3)

式中：Ud、Uq分别为机端电压的d、q轴分量；Ld、Lq分别为定子电感d、q轴分量；id、iq分别为机端电流的d、q轴分量；ωr为发电机电磁转速；ψf为磁通；Rs为定子电阻。

1.2 直驱风电机组变流器控制策略

1.2.1 机侧变流器控制策略

发电机侧整流器采用转子磁场定向矢量控制，通过调节定子侧d、q轴电流对有功、无功进行解耦控制，实现发电机转速的控制。

由式(3)可得其定子稳态电压方程为

(4)

式中：usd、isd和usq、isq分别为d轴和q轴定子电压、电流分量；Rs、Ls分别为发电机定子的电阻和电感；ωs为发电机转速；ψ为转子永磁体磁链。

风电机组机侧变流器采用三相电压型变流器，其简化数学模型如式(5)。

(5)

机侧变流器采用外环转速控制，实现对发电机最佳转速的跟踪；采用内环电流控制实现机组单位功率因数运行[8]。控制策略如图2所示。

图2 机侧变流器控制策略

1.2.2 网侧变流器控制策略

网侧变流器在d、q坐标系下输出的有功功率和无功功率分别为

(6)

将d轴定向在电网电压Eg上，则d轴电压分量为Eg，q轴分量为0。式(6)可改写为

(7)

式中：igd、igq分别为电流有功和无功分量。可以看出，电网侧PWM逆变器通过调节网侧的d轴和q轴电流，可以保持直流侧电压稳定。

风电机组网侧变流器采用三相电压型变流器，其简化数学模型为

(8)

网侧变流器采用基于电网电压的定向矢量控制[9]，采用电压外环、电流内环，可实现风电机组单位功率因数运行。控制策略如图3所示。

图3 网侧变流器控制策略

2 直驱风电机组低电压穿越

2.1 直驱风电机组低电压穿越策略

结合机组结构特点，提出适合直驱风电机组的LVRT策略——“直流卸荷电路保护+网侧无功控制策略+SVC无功补偿”，LVRT策略如图4所示。

图4 PMSG低电压穿越策略

直流卸荷电路[10-11]：由绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor,IGBT)和卸荷电阻串联构成，并联在直流侧电容两侧。当直流侧电压大于允许值时，IGBT导通卸荷电阻快速投入；当直流侧电压小于允许值时，IGBT关断卸荷电路退出运行。直流卸荷电路的控制框图如图5所示。

(7)

(8)

网侧无功控制策略[12]：正常并网时，机组无功电流的给定值为i1q=0，只向电网发出有功功率;当电网发生故障时，网侧变流器立即切换为静止无功补偿模式，向电网发出一定的无功，从而稳定电网电压，有助于风电机组的低电压穿越。具体工作原理为：电压检测电路实时检测网侧电压幅值，当检测到电压跌落到一定范围时，网侧变流器立即切换为无功支持模式，见图6所示。

图5 直流卸荷电路的控制

图6 PMSG网侧无功控制策略

SVC无功补偿：由晶闸管投切的并联电容器组TSC和晶闸管控制的并联电抗器TSC组成。其中电容器组的电容器由晶闸管控制分组投入或切除，并联电抗器通过晶闸管进行平滑控制改变其电抗值。当系统电压发生变化时，通过测量接入点电压与SVC运行电压进行比较，计算出相应参数，通过晶闸管控制投入或切除相应数量的TSC，实现动态调整SVC向系统注入的无功功率，从而控制SVC所连接母线的电压。SVC结构及控制见图7所示。

图7 静态无功补偿器SVC结构及控制器

SVC输出的无功功率为

(9)

式中，β为晶闸管的导通角，β=π-α，α为触发角。

2.2 直驱风电机组的LVRT能力验证

基于低电压穿越策略，如图8在PSCAD中搭建了4台单机容量为1.5 MW的直驱风电机组(相关参数见表1)，主变压器侧无功补偿容量为1.5 MVA，仿真验证风电机组的低电压穿越能力。仿真算例中，t=2.0 s时风电场升压变压器高压侧电压跌落至0.2 p.u.，电压跌落持续时间为0.625 s，仿真结果如图9所示。

图8 直驱风电系统LVRT仿真模型表1 直驱风电机组参数

额定容量/MW额定频率/Hz额定风速/(m·s-1)定子电阻/(p.u.)1.550120.005 876转子电阻/(p.u.)定子电抗/(p.u.)转子电抗/(p.u.)互感电抗/(p.u.)0.006 6130.9760.163 45.136

图9 直驱机组低电压穿越特性

仿真结果表明：发生电压跌落时，直流母线电压升高，在卸荷电路作用下，直流母线电压未超限；跌落期间机组发出无功；在电压跌落结束后，从电网吸收部分无功，随后机组有功无功恢复到正常水平。所提策略满足风电并网规程对风电机组低电压穿越要求，验证了直驱风电机组具备低电压穿越能力[13]。

3 直驱风电机组的三相短路特性

基于上述仿真模型，仿真在t=2.0 s时风电场升压变压器高压侧发生三相短路故障，故障持续时间为0.1 s，仿真结果如图10所示。

图10 三相短路特性

由仿真结果对比可知：直驱风电机组具备低电压穿越能力后，其故障电压特性和频率特性无明显变化，而其电流特性存在明显变化且故障电流显著增大。具备低电压穿越能力的直驱风电机组机端故障电流值约为额定电流的1.79倍，而不具备低电压穿越能力的直驱风电机组故障电流约为额定电流的1.5 倍[14]，故障电流大小相差0.29倍左右，这会影响以电流大小为动作判据的保护动作特性，下节将对此展开详细分析。

4 影响机组三相短路故障特性的因素

从风电机组运行、控制和并网角度出发，分析风速、运行方式、无功控制策略、无功补偿、低电压穿越策略等因素对机组三相短路故障特性的影响。仿真条件：在t=2.0 s时风电场升压变压器高压侧发生三相短路故障，故障持续时间为0.1 s。

4.1 风速变化

直驱风电机组分别在风速为9 m/s、11 m/s和13 m/s下运行，不同风速下风机出口短路电流及故障电流频率如图11所示。

图11 不同风速下的故障电流

由仿真结果可知，当风电场升压变压器高压侧发生三相短路故障时，运行在不同风速下的风电机组出口短路电流大小一样，且在故障期间运行在不同风速下的风电机组故障电流频率仍为工频，不受故障前后风速大小的影响。因此可知风速对风电机组故障电流幅值大小及频率均无影响，只影响故障前机组电流的大小。

4.2 运行方式

考虑到风电出力、风电投切机组数目及检修停运等因素造成风电场运行方式的多变，故在以下3个方式下仿真比较分析风电场在不同运行方式下的风电机组三相短路电流特性，找出影响其故障电流特性的主要原因，仿真结果如图12所示。

图12 不同运行方式下的故障电流

方式1：相同风电机组数目下不同风电出力；方式2：相同风电出力下不同风电机组数目；方式3：不同风电机组数目下不同风电出力。

当风电场升压变压器高压侧发生三相短路故障时，由图12(a)可知，在相同风电机组数目、不同风电出力的方式下，风电机组出口短路电流大小一样；由图12(b)可知，在相同风电出力、不同风电机组数目的方式下，短路电流随着风电投运机组数目的增加而增加；由图12(c)可知，在不同风电机组数目、不同风电出力的方式下，风电机组数目不同短路电流大小也不一样。综上可知，在运行方式的变化中影响短路电流特性的主导因素是风电投运机组数目，这与风电场自身运行及检修方式有关，短路电流大小并不受风电出力大小的变化而变化。

4.3 无功控制策略

直驱风电机组在额定风速下运行，仿真比较故障时风电机组网侧变流器采用不同功率因数时的直驱风电机组出口短路电流，仿真结果如图13所示。

图13 不同无功控制策略下的故障电流

由仿真结果可知，当风电场升压变压器高压侧发生三相短路故障时，运行在不同功率因数下的风电机组出口短路电流大小不一，短路电流大小随着功率因数的降低而逐渐增大，对于风电场整体而言其对故障电流的影响不容忽视。

4.4 无功补偿

直驱风电机组在额定风速下运行，仿真比较风电场无功补偿容量分别为0 MVA、1.5 MVA、3 MVA时直驱风电机组出口短路电流，仿真结果如图14所示。

图14 不同无功补偿容量下的故障电流

由仿真结果可知，风电场升压变压器高压侧发生三相短路故障时，风电场无功补偿容量为0 MVA时，风电机组短路电流最大值为0.156 kA；风电场无功补偿容量为1.5 MVA时，风电机组短路电流最大值为0.16 kA；风电场无功补偿容量为3 MVA时，风电机组短路电流最大值为0.166 kA。由此可知风电机组短路电流随着风电场无功补偿容量的增加而增加。对于风电场整体而言其对故障电流的影响同样不容忽视[15]。

4.5 低电压穿越策略

直驱风电机组在额定风速下运行，仿真比较采取不同低电压穿越策略下的直驱风电机组出口短路电流，仿真结果如图15所示。

图15 不同低电压穿越策略下的故障电流

策略1：风电机组采用“直流卸荷电路+无功补偿”策略。

策略2：风电机组采用“直流卸荷电路+网侧变流器发无功控制”策略。

策略3：风电机组采用“直流卸荷电路+网侧变流器发无功控制+无功补偿”策略。

由仿真结果可知，风电场升压变压器高压侧发生三相短路故障时，风电机组采用不同的低电压穿越控制策略，其提供的故障电流大小也不同。由此可知风电机组采取的低电压穿越策略也是影响风电场短路电流特性的因素之一。

5 结 语

结合直驱机组结构特点，提出适合直驱风电机组的LVRT策略——“直流卸荷电路保护+网侧无功控制策略+SVC无功补偿”。系统全面地分析了直驱风电机组的低电压穿越特性及故障特性，研究表明直驱风电机组具备低电压穿越能力前后，其故障电压特性和频率特性无明显变化，而其故障电流特性存在差异且电流幅值明显增大。分别从风电场运行风速、机组无功控制策略、风电场运行方式、机组低电压穿越策略、风电场无功补偿5个方面，研究了影响其三相短路故障特性的因素，并指出其三相短路故障特性主要受运行方式、无功控制策略、LVRT策略以及无功补偿等因素的影响。这对风电场保护及涉网保护的整定产生一定的影响，同样会对保护动作特性产生影响，特别是会影响以电流为动作判据的保护动作特性。在风电场保护整定分析中应考虑上述影响，尤其是大规模接入的风电基地。

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